页岩气引爆北美孤岛效应

供需逆转造就北美孤岛

由于天然气贸易主要通过管道和LNG两种形式贸易，北美大陆的对外贸易只能通过LNG完成，由于加拿大的主要产气区域位于内陆，加之美国一直以来是天然气净进口国，故加拿大盛产天然气的中西部地区过往主要通过管线输往美国内陆，美国通过东北、西南管线输出至加拿大和墨西哥。由于LNG终端的建设周期较长(在我国，从可行性报告获批到投产一般时间跨度在3年;海外企业像Cheniere，从项目核准到投产的周期近5年)而北美地区的输气管线又极其发达，因此其供需净差值的变化很易造成区域失衡。

数据显示，由于北美地区便利的管线以及主要天然气田的分布位置，加拿大的气主要通过管线输往美国，而美国由于之前一直为天然气净进口国，其本土48个州并没有相应的LNG出口设施。这样便导致了随着美国本土天然气产量猛增带来的净进口天然气下降，其从加拿大的进口量从2007年的941亿立方米降至2011年的614亿立方米。这对基本纯粹依赖美国消化过剩产能的加拿大来说是致命的，也导致了其产量由2007年的1825亿立方米被动下降至2011年的1605亿立方米。也直接导致了美加天然气价格的下跌。

长期价格来看，NYMEX的天然气期货的低价延续到2013年以后。市场对于中期的北美地区天然气供需状况还是持较为悲观的态度。也及，北美地区正处于欠平衡的"孤岛进行时"，也意味着短中期内天然气价格很难得到有效回升。

产业投资时序下的投资退潮

从产业链的角度，我们根据油气价格对行业影响的分析可以找到产业链端的"投资时序"。从产业经验来看，对油气价格的敏感性由高到低依次为陆地钻井设备、浅水钻井、勘探、深水钻井服务和设备及操纵、稳定性与主要设施建设。

从统计数据我们可知，就对油气价格的敏感程度而言，陆上钻井服务和设备的价格反应较为敏感，这点从美国近期的油气钻井设备数量变化可以得到很好的匹配。

受天然气、石油价格背离的影响，北美天然气钻塔数快速回落，也反映在了天然气资本支出之上。而从油气钻塔与价格的走势图也可看到，钻井服务于设备对价格的反映一般滞后6个月左右。天然气价格的暴跌导致了天然气勘探开发投资的大退潮，其产量增速也将趋于放缓。

供给峰值却远未到来

产业投资时序只反映在短中期天然气产量增速上，就长期而言，美加天然气供给潜能取决于其资源储量，我们从北美天然气资源及勘探开采进程判断，页岩气产量高峰尚未到来，而这亦是抑制北美天然气价格的重要因素。

以截至2011年的数据来说，除红色的已勘探开发区块外尚有大量的潜在开发区域与蕴气盆地尚待开发。在当前低价下不经济的项目事实上亦是拉低价格的因素。

同时，一般来说，天然气田需要不断地钻探来保持其产量处于峰值状态，若假设气田以800井每年的速率进行增长，其产量大约在7-10年之后达到峰值。这亦表明此前在天然气价格高位时开始勘探的诸如Haynesvulle、Fayetteville和Marcellus页岩气田事实上产量并未达到峰值，也正是如此，美国页岩气产量从经验上还有较大的产量提升空间，而这，与价格是密切相关的。

至此，我们不得不对天然气，尤其是页岩气的开采成本进行一定的讨论。

低价尚能支撑

由于管道与LNG港口建设的长期性，在供给冲击下其产生区域性失衡是难以避免的。页岩气大发展下北美地区供需逆转所带来的区域失衡中，价格是果;美加大规模LNG出口港建设以促天然气市场重归均衡的过程中，价格是因。即，在重归均衡的过程中，区域间的价格差异是否足以支撑贸易;北美地区的生产成本是否足以忍受这么一个"合理"的甚至大大低于"合理"的价格以等待春天的到来。

页岩气开采成本测算

在页岩气的开采成本测算上，我们使用两类估算：一类是通过代表性企业进行分析，一类是引用三方资料，以尽可能地得到页岩气生产的成本区间。

从页岩气生产企业来看，德文能源做为北美地区最大的生产商，其美国本土页岩气年产量近200亿立方米，约为页岩气总产量的15%，报告数据具有较强的代表性。

公司的主要油气田包括BarnettShale、Cana-WoodfordShale、PermianBasin、Carthage、Washakie、GraniteWash、Arkoma-WoodfordShale、Jackfish、Northwest、DeepBasin、Lloydminster和Pike。其中BarnettShale的气体产量占公司的近40%，且以NGL和气体为主，是页岩气成本估计的较好样本。

以截至2011年底的数据来看，页岩气操作成本相对较低，为3.97$/Boe，折成0.68$/MMBtu，考虑到折旧和费用后的成本约合2.34$/MMBtu。美国亨利交易中心2011年的天然气现货价格均值约为4.01美元，今年以来价格在3$/MMBtu以下运行，现货价格已经仅能勉强覆盖成本。NGL由于产量猛增，价格也极速下跌，美国乙烷价格一度同比下降近60%，也抬高了乙烯产品利润率。在此背景下，陶氏化学、雪佛龙、西湖化学和诺瓦化学公司已经宣布对北美石化生产能力进行大规模扩能，包括各种乙烯裂解装置项目，从长期上给予NGL以支撑。

尽管面临天然气及衍生产品价格低迷的不利影响，就企业而言，考虑到其衍生品操作，实际交易价格要优于现货市场，实现价格仍然控制在成本之上。

从德文能源近年来的表现看，公司2009年因为天然气价格大幅下跌而计提了64亿美元的减值准备。这表明天然气生产商在2009年的时候已经意识到天然气价格可能长期处于低位而带来资产价值的下降。而一次性计提的减值损失也缓解了日后的成本压力。

同样地，皮萨切克公司所做衍生品覆盖了2012-2014年的部分产能，执行价格分别为3.85$/MMBtu、4.40$/MMBtu和3.85$/MMBtu。尽管我们认为当前的现货价格及格式所持的衍生品头寸可以维持其现有核心区气井，但是价格持续维持低位对其量的增长有抑制作用。

页岩气生产成本的理论测算

在页岩气开采成本收益的理论测算上，我们参照WEO及相关论文的数据进行推断。对成本的判断基于页岩气的产气特点与资本投入。

在生产上，页岩气的产气特点是：无论水平井还是垂直井，在初期都会经历一个产气峰值，此后的产量会显著下降。造成此种状况的原因是储层特征(巨大的地质储量、极小的渗透率)和完井方法(使储层的暴露面积尽量大)，并且不同井间的产量变化特别大。

以Barnett气田为例，其页岩气井的产量递减速度远高于常规气。平均数据显示，水平井第二年的生产速率比第一年降低39%，第三年比第一年降低50%，也即绝大部分可采资源在最初几年就会得到开采。十二个月后，月产量较峰值产量下降57%，而垂直井的产量下降速度要更快一些。第二年产量较第一年会下降42%，第三年下降55%。

就IEA的统计数据来看，水平井的单井平均产量为38.6mcm，中位数要低一些，为32mcm(数据不考虑重复压裂带来的增持效果)。相较而言，水平井的采收率较低，其单井产量的平均数为20.7mcm，60%的气井产量低于均值。

根据2008年的钻井费用，10%的折现率和6$/Mbtu测算的净利润为5.8X105$/井，利润中位数为0，同样情况下垂直井的平均单井利润低于10万美金，60%井是亏损的。

对于页岩气开采来说，成本降低的主要途径是靠技术进步来提高采收率(主要是早期开采的核心区气田)。以经验数据来看，2008年的盈亏平衡点在3$/MBtu，在设计和操作较为优化的高产区可以降到2.5$/MMBtu。

我们可以看到，在理论预测之下，不考虑资金成本的情况下其盈亏平衡点在2.7$/MMBtu较我们对德文能源Barnett油田的预测偏高约15%。主要因素在于气田本身禀赋差异以及前者没有考虑NGL产品的影响。

从两类分析我们都可以得到3$/MMBtu的价格对于上游企业来说尚能承受，尤其是考虑到其已经计提了大量资产价值损失的情况下，这也表明在富余产能不得释放的前提下北美天然气价格难以得到实质提升。但是，低价也迫使企业集中精力于核心区的开采，同时通过技术进步以提高采收率来抵消价格下跌的不利影响。如此，也遏制了非核心区等相对不经济区域的勘探开发。北美地区天然气出口的渴求。

美国页岩沉积环境主要为被动大陆边缘裂谷和缓坡陆棚环境、前陆挠曲形成的滞留盆地，这也使得其页岩气田分布于沿海区块。而北美发达的管线也为其LNG出口提供里便利。

价差足以覆盖海运成本

我们从美国页岩气行业的成本收入现状以及港口建设情况可以得到其天然气出口的决心。就运输成本来看，目前北美地区的低气价足够支撑海运成本。

数据显示，目前通用的12万立方米以上船型均不能通过巴拿马运河。但是随着巴拿马运河扩建工程的完成，目前在运行及在建的LNG船均能通过巴拿马运河，航程将得到极大缩短，北美气源的优势将得到进一步的加强。

在此我们对LNG的运输成本做一个简单的测算，以14.7万立方米的LNG船为例，其目前的一年期LNG船一年期租金触及155,000美元/日，较今年低点69,500美元/日大涨超过一倍。以此测算每立方米天然气的运费约为0.0017美元/日。按照美西航线15-20日的航程测算，每立方米天然气的运输成本在0.2元左右。即使不考虑巴拿马运河扩建的效应，其运输成本也在每立方米0.5元以下。

也正是因为如此，我国与特立尼达和多巴哥签订的长期供应协议才能有1.8元/立方米的低价气，约合8$/MMBtu。相较于亚洲地区进口LNG价格明显较低。

低价带来的天然气出口诉求

由于行业变化的突然性，北美地区港口建设存在滞后。目前的规划来看，除阿拉斯加外，北美地区并没有LNG出口港。进口港的分布为美国12个，设计处理能力为190.35亿立方英尺/日;加拿大现有一个LNG进口港，设计能力为10亿立方英尺/日;墨西哥现有2个LNG进口港，设计能力为17亿立方英尺/日。

统计数据显示，目前通过核准的LNG进出口港共有13个，其中进口港12个，出口港1个。由于当前北美地区的天然气供需格局发生逆转导致价格暴跌，目前已核准的12个进口港仅有Cheniere公司在墨西哥湾的Manzanillo港在建，其余均处于待建状态。而核准在建的出口港目前尚只有位于墨西哥湾SabinePass的LNG港，设计能力为26亿立方英尺/日，约合1900万吨LNG的年处理能力。这只是理论算法，根据公司的规划，起始项目包括2个模块化LNG工厂，峰值处理能力约0.7Bcf/d，再加上1.2Bcf/d的管道气处理能力，实际处理能力约为1060万吨/年，最早于2015年具备出口能力。

目前Cheniere公司2011年已与英国天然气集团、西班牙Fenosa公司以及印度Gail天然气公司达成了1050万吨/年的LNG出口协议。2012年年初又先后与英国天然气集团和韩国天然气公司签署了200万吨/年、350万吨/年的LNG供货协议。按照当前已签协议已经超过初始计划的实际处理能力。公司会根据下游客户需求进行扩产计划。

而提议及潜在的LNG进出口港更加反映了当前企业对未来天然气市场的态度。目前提交申请的进口港有3个，处理能力24亿立方英尺/日;提交申请的出口港5个，设计能力86亿立方英尺/日。待选址出口港2个，潜在的有7个，合计94亿立方英尺/日的产能。

可以看到的一个局面是，目前美国企业和金融界均不看好北美天然气价格短期内的回升，这也与我们此前的分析是一致的，因此，北美地区的天然气产能需要找到一个出口以重归均衡。